水轮发电机导轴承摆度异常与改进措施郭允朋--中国期刊网

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水轮发电机导轴承摆度异常与改进措施郭允朋

发表时间：2020/8/4 来源：《基层建设》2020年第9期作者：郭允朋

[导读] 摘要：随着科学技术水平的进步，水轮发电机组单机容量也得到不断的突破，机组对电网的影响也在不断的放大，机组的安全、稳定、高效运行问题也越来越受到水电人的关注。

        葛洲坝集团机电建设有限公司安徽宣城 242000
        摘要：随着科学技术水平的进步，水轮发电机组单机容量也得到不断的突破，机组对电网的影响也在不断的放大，机组的安全、稳定、高效运行问题也越来越受到水电人的关注。作为限制水轮发电机组摆动幅度、承受水轮机主轴径向力并维持主轴轴线位置的水导轴承，其结构形式和工作情况与机组的运行状态息息相关。本文以某水电站为例，在调试过速期间，水轮发电机下导轴承摆度突然增大现象展开原因分析及处理。从受力分析、结构设计、制造过程及安装质量等方面进行分析，并根据各个环节发现的问题进行相应改进。
        关键词：水轮发电机；导轴承；摆度异常
        1、水轮发电机概述
        水轮发电机组的原理就是把水流从高处流下的能量，经过水轮机转化为旋转机械能，通过水轮机带动发电机旋转将机械能转化为电能。我国水轮发电机组技术起步较晚，但随着三峡、向家坝、溪洛渡、乌东德、白鹤滩等巨型水电站的建设。作为旋转机械，随着水头、负荷的波动，水轮发电机组不可避免的存在振动、摆动，如果振动、摆动过大，将会给机组设备、厂房，甚至电站下游人民带来巨大的威胁，所以必须将其振动、摆动限制在一定的范围内，而水导轴承就是限制其摆动范围的一个重要组成[1]。当机组正常满负荷运行时，可能出现电网短路等故障，此时为了减少系统短路电流，降低短路对电网的冲击，电网中的部分发电机会根据调度指令，从电网中切除，此过程即为发电机甩负荷。见表1。
        表1 该水电站发电机参数表

        2、水导轴承的分类
        根据结构型式的不同，水导轴承可分为橡胶导轴承、筒式导轴承、分块瓦导轴承。为保证水导轴承的稳定性，并考虑检修维护性、经济性，大型水轮发电机组均采用分块瓦式导轴承结构，为此，本文将重点对分块瓦式导轴承进行阐述。分块瓦式导轴承通过在旋转大轴圆周方向布置多块水导瓦，以确保大轴在规定的轴线位置旋转，其结构相对复杂，但优点突出，汇总如下：（1）轴承总间隙可根据机组运行情况在设计范围内灵活调整。（2）每块瓦独立支撑，可以绕支撑点产生一定偏转，间隙可独立调整，对轴线摆动适应性强，承载能力高。（3）导瓦与冷却介质具有较大的接触面积，散热能力强[2]。（4）安装、调整、检修维护方便。分块瓦式水导轴承根据不同属性又可分为不同的结构形式，按支撑方式可分为抗重螺栓支撑和楔子板支撑结构；按冷却方式可分为冷却器冷却和自然冷却，其中冷却器冷却又可分为自泵外循环、强迫外循环和内循环等结构形式；按滑转子结构可分为有轴领结构和无轴领结构形式。
        3、摆渡异常原因
        3.1座圈变形发电机下导轴承支撑采用支柱螺丝结构，支柱螺丝将机组转动部分的径向力传递至座圈，在安装检修中检修瓦间隙的过程中，需要靠螺栓与螺母来推动发电机转轴，此时，机架座圈也受到了支撑螺栓的支撑力。因此，目前座圈受力主要分为以下几种情况：（1）额定工况所受偏心磁拉力和机械不平衡力；（2）过速工况所受机械不平衡力；（3）检查瓦间隙时支撑螺栓的支撑力。下面对3种情况分别计算。
        3.1.1额定工况
        3.1.1.1偏心磁拉力
        根据安装记录中的气隙检查记录，2#机气隙偏差为-3.44%~+1.91%。按最严重情况考虑，认为转动部分偏心3.5%。计算偏心磁拉力并按两导杠杆原理分配受力后，下导承受的偏心磁拉力为30.1kN。
        3.1.1.2机械不平衡力
        按ISO1940，取转子的平衡精度为G6.3，此时e=0.1404，该电站发电机转子重量为105t，经计算机械不平衡力2为30kN，下导承受的机械不平衡力为18kN。故额定工况时座圈受力为48.1kN。
        3.1.2过速工况
        过速工况下导仅承受机械不平衡力，假设过速至690r/min。e值与额定工况保持一致，取0.1404。则过速时机械不平衡力为76kN。下导承受机械不平衡力为46kN。
        3.1.3检查瓦间隙时支撑螺栓(M16)的支撑力
        此情况可认为转动部分以推力轴承最外圈弹簧为圆心进行轻微转动。根据瓦间隙检查记录，可假设下导处轴系转动了1.5mm。此时，转动部分重力，推力弹簧支撑力，以及下导处支撑螺栓(M16)的支撑力构成力矩平衡。列力矩平衡方程得螺栓(M16)支撑力为21.85kN。综上所述，下导轴承座圈在额定工况下受力最大，为48.1kN。在最初设计时，我们按10%气隙不均匀磁拉力对机架及座圈进行了强度负荷，此时作用在下导座圈的作用力为105.3kN，计算受力已超过上述工况中的最大值，即48.1kN。因此在结构设计时，正常运行时的座圈载荷已考虑了充分的余量。在设计时，我们利用ANSYS软件对发电机的机架部分进行了仿真受力计算，经计算，在105.3kN作用力下，座圈变形量在+0.04~-0.06mm之间，处于合理范围内。计算变形摘录如下：综上所述，可以排除由于座圈变形使导轴承处振摆增大的可能性。
        3.3接触密封摩擦使滑转子发热变形
        该发电机导轴承属于滑动轴承，其润滑及冷却需要使用汽轮机油。为了汽轮机油的密封，该机组使用了接触式油挡作为密封手段，即油挡内圈和滑转子面接触，其密封效果较好[3]。但在国内某些电站中，滑转子与油挡会摩擦生热，热量导致滑转子外圆会产生变形，因此也会导致下导处摆度增大。但根据摆度-时间曲线图，摆度在过速时迅速增大，在650r/min时达到峰值，随后即下降。而发热变形造成的摆度变化较为平缓，不会发生突变，由此可排除接触密封摩擦使滑转子发热变形从而造成发电机摆度增大的可能性。
        3.3支柱螺丝或螺母螺纹损坏
        该电站导轴承瓦支撑结构采用支柱螺丝结构，支柱螺丝的本体或螺纹损坏亦有可能导致下导摆度增大。经计算，即使仅有一块瓦承受转动部分的不平衡力，支柱螺丝所受压应力也仅为材料屈服强度的21.6%。故支柱螺丝强度安全余量较大。对螺纹强度进行校核显示螺纹的安全裕度系数也超过2。故可排除支柱螺丝损坏导致振摆增大的可能性。
        3.4滑转子窜动
        在以往国内某些电站中，曾出现滑转子窜动引起的发电机轴系振摆偏大现象。为减少发电机轴系锻造难度，很多发电机在发电机导轴承瓦和发电机主轴之间都具有一套滑转子部件。滑转子与主轴热套固定。而在运行过程中，由于转动部分偏心，转子将受到机械及电磁不平衡力[4]。在这些力的作用下，将会使滑转子克服热套的摩擦力及自身重力，出现摆动上窜现象，从而影响机组摆度与导瓦间隙。在核实设计后，发现该机组热套紧量属于常规取值，现场安装人员并未发现滑转子有窜动或松动痕迹，因此，可排除由于滑转子窜动造成导轴承处振摆增大的可能性。
        结束语：
        综上所述，作为水轮发电机组关键部件的水导轴承，其工作正常与否，直接影响着机组的安全稳定性能，随着机组单机容量的越来越大，人们对水导轴承的关注
        度也越来越高。结合现场实际，对套筒使用焊接或把合等手段，使其与座圈有效固定。此时导瓦间隙不再大幅变化，支柱螺丝也可有效紧固，从而使发电机过速时导轴承摆度回复正常范围。
        参考文献：
        [1]王小龙.M坝水轮发电机调试期间发现的问题及解决方案[J].水电站机电技术,2018,41(09):28-30.
        [2]张晋境,胡钦波,杜金昌,田妮.柬埔寨达岱水电站导轴承摆度大问题分析及处理[J].水电与新能源,2018,32(04):47-49.
        [3]张志勇.水轮发电机组下导轴承瓦温偏高的处理[J].机电信息,2018(12):66-67.
        [4]许国彦.立式水轮发电机组轴系摆度及导轴承间隙调整[J].防爆电机,2017,52(01):40-42.